Cálculo de reservas

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La ingeniería de reservas es la rama de la ingeniería de petróleo que se encarga de estimar las cantidades de crudo y gas originales en sitio. Apoyándose en técnicas probabilísticas y de cálculos matemáticos y físicos se han logrado alcanzar métodos de alta fiabilidad que permiten estimar y predecir los comportamientos del yacimiento durante la producción e incluso antes de ella.

Las reservas es la cantidad de hidrocarburos económicamente rentables a producir. Estas están absolutamente relacionadas con la economía, pues las reservas pueden variar si el precio de crudo declina o aumenta. Es decir, si hay una cantidad de crudo rentable a producir cuando el precio del barril es alto, puede que cuando este precio declina ya este hidrocarburo no sea tan rentable a producir, y como no es rentable ya esa cantidad de crudo dejaría de ser reserva.

Clasificación de las reservas
Reservas Probadas: son las cantidades de petróleo que, por análisis de datos de geología e ingeniería, pueden ser estimadas con “razonable certeza” que serán recuperables comercialmente.

Reservas Probables: son las reservas no probadas que el análisis de datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este contexto, cuando se usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 50 % de que la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a la suma del estimado de reservas probadas más las probables.

Reservas Posibles: son las reservas no probadas que el análisis de los datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas a ser recuperadas que las reservas probables. En este contexto, cuando se utilicen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 10 % de que las cantidades a ser recuperadas serían iguales o excederían la suma de las reservas probadas más probables y mas posibles.

Métodos para el cálculo de reservas
Los métodos más usados para el cálculo del volumen de reservas son los siguientes:

Método Volumétrico: Es utilizado para determinar OOIP y OGIP, mas no determina reservas como tal, pues éstas como se dijo antes es el volumen de crudo que se puede producir y no todo el volumen de hidrocarburos que se encuentra en el yacimiento se puede extraer. Sin embargo, este método es el más antiguo, simple y rápido.

Curvas de Declinación de Producción: El típico análisis consiste en graficar datos de producción contra tiempo en papel semilog e intentar ajustar estos datos con una recta la cual se extrapola hacia el futuro. Las reservas se calculan con base en una tasa de producción promedia anual. La curva de declinación de producción es una curva que simula el comportamiento de la producción del yacimiento, la cual puede ser logarítmica, exponencial, etc.

Balance de Materiales. El Balance de Materiales para estimar reservas se basa en: Determinar los fluídos iniciales en el yacimiento, calcular la intrusión del agua hacia el yacimiento y pronosticar la presión y la producción del yacimiento.

Simulación de yacimientos: La función principal de un simulador es ayudar a los ingenieros a entender el comportamiento de la presión y la producción y de este modo predecir las tasas en cada pozo como función del tiempo. Para estimar las reservas, hace falta construir un modelo virtual del yacimiento. Este modelo, denominado modelo estático, es realizado conjuntamente por geólogos, geofísicos, petrofísicos e ingenieros de yacimiento. Una vez dado el modelo estático, el simulador es capaz de calcular los flujos a través de todo el yacimiento. Los principios que rigen la simulación de yacimientos son relativamente simples.